普光气田绒囊修井液结合固相堵剂暂堵深部低压气层

普光气田深部碳酸盐岩地层天然裂缝、溶洞与改造后人工裂缝结构共存,井筒液柱与地层形成压差时成为漏失通道,需实施暂堵。绒囊修井液封堵低压气层可行,但封堵大尺度通道用量过大,为此,引入固态堵剂辅助绒囊修井液降低流体用量。室内串联直径38 mm、长60 mm,含缝宽5.0 mm贯穿裂缝的人造岩心,模拟大尺度漏失通道。绒囊修井液复合质量分数0.1%~1.5%的碳酸钙颗粒和纤维,对比单一体系与复合体系注入裂缝至驱压达20 MPa时流体用量;封堵后,注入破胶液解除暂堵,重复测定清水流速恢复效果。实验结果表明,相同承压所需绒囊修井液体积随固态堵剂加量增大而下降12.3%~60.5%,与固态堵剂加量正比关系较明显;破胶后,裂缝中清水流速恢复率达98%,伤害程度较低。S-3X井、P-2Y井分别试验绒囊修井液与纤维、绒囊修井液与颗粒复合封堵技术,计算提高地层承压26 MPa、32 MPa,复合体系用量相对单一体系降幅超过30%。绒囊修井液复合固相堵剂满足普光气田深部气层大尺度漏失通道中封堵性与经济性双重要求,扩展了绒囊流体应用领域。     

鄂尔多斯含硫气井绒囊压井流体暂堵能力测试

鄂尔多斯下古奥陶系低压气井测试环节地层漏失严重,利用绒囊修井液封堵结构抗温耐酸性突出,暂堵地层后为气井测试提供安全稳定井筒环境。室内利用直径38 mm、长60 mm岩心柱塞中高0.5 mm贯穿型不规则裂缝模拟地层漏失通道,模拟温度110~150℃,连续注入绒囊修井液至驱压达20 MPa后,反向注入H_2S含量0.1%的酸性气体,测定48 h内驱压衰减幅度小于5%,表明高温酸性环境下承压结构稳定。实验测定绒囊流体返排后天然灰岩基质与裂缝渗透率恢复率87.15%、96.52%,储层保护效果良好。现场应用绒囊修井液于S-2X井、S-4Y井套管腐蚀检测暂堵,两口气井H_2S含量约1 000 mg/m~3,反循环泵入绒囊修井液64 m~3、68 m~3后,井口12h检测无气体,暂堵成功。补充清水33 m~3、20 m~3后见液,套管腐蚀检测作业顺利,气井产气效果恢复快速。该暂堵工艺为鄂尔多斯盆地下古奥套系气井安全测试作业提供了技术支撑。     

衰竭气藏储气库绒囊修井液暂堵技术评价与应用

衰竭气藏储气库注采井注气期地层压力低,井筒与地层间漏失压差较大且动态变化,修井液漏失严重,同时,注采井周期性生产特征要求作业后地层中气体双向流动能力快速恢复。室内评价绒囊修井液以0.5 m L/min流速连续注入施加回压0.5 MPa的高0.1 mm、0.5 mm、0.8 mm,宽38 mm、长60 mm贯穿型裂缝后,连续65～70 min出口不见液,至90～120 min后驱压达20 MPa。控制裂缝出口回压从0.5 MPa升至2.5 MPa,模拟地层压力升高,三种高度裂缝累计补液量0.05～0.07 m L,两端压差增幅小于0.04 MPa。三种高度裂缝中绒囊修井液返排后反向渗透率恢复率95.32%～97.29%,正向渗透率恢复率93.09%～96.30%。长庆储气库井S2X、G2Y井分别注入绒囊修井液105 m~3、165 m~3后泵压升至3～5 MPa,压井成功。修井21 d、35 d期间累计补充绒囊修井液35 m~3、60m~3,控制平均漏速低于0.25 m~3/h、0.50 m~3/h。作业结束后地层中修井液返排率达94%,后续注气量与采气量均恢复作业前水平。结果表明,绒囊修井液进入地层形成暂堵结构半径越长,暂堵地层强度越大,无人为干预时结构自然降解直至彻底解封以保护储层双向气体流动能力,期间通过补充修井液稳定或延长封堵半径可恢复承压强度,实现衰竭气藏储气库注采井动态暂堵。     

渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺

两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题,但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m,无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵;绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关,塑性黏度20~30 m Pa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/(m Pa·s)即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏,承压能力达25.64 MPa,表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181井气井全井筒段塞先导试验成功后,在渤海某油田A井储层段段塞封堵试用成功,表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。     

冀东油田水平井自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术

冀东油田浅层油藏大部分属天然边底水驱,埋藏浅,胶结疏松,出砂严重,地层压力系数低,漏失严重,常规的冲砂技术施工成功率低,运行成本高,对油层伤害严重。研究应用的自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术可以通过对漏失严重的地层进行暂堵,从而保证水平井冲砂施工顺利进行,冲砂施工结束后暂堵失效,不影响其他施工。现场应用表明,自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术可以有效提高水平井冲砂施工成功率,降低运行成本。     

GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术

GX-3井2002年酸化投产,至2014年产量正常递减至5×104 m3/d,拟再次酸化增产。为提高重复酸化效果,使用绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔,迫使酸液进入未酸化地层。室内测试绒囊流体暂堵后提高原酸化高传导蚓孔承压能力78.06 MPa,p H值2~7的暂堵流体塑性黏度、动切力等变化3%以下,原酸化高传导蚓孔渗透率恢复值88.64%。现场配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 m Pa·s、动切力15~35 Pa的绒囊暂堵流体120 m3封堵原酸化高传导蚓孔,井口清水试压3MPa后注入盐酸6.5 m3,静置7 h后排残液。恢复生产后,产气量由5×104 m3/d提高到7×104 m3/d,表明绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔后再酸化,不损伤原缝产气能力,并新增产量贡献层,为碳酸盐岩储层重复酸化转向提供了一种有效的新方法。     

天然气井的绒囊流体活塞修井技术

低压气井修井中的压井作业需要平衡地层压力,以防止天然气溢出引发井控安全问题。为此,引入绒囊流体作为压井液,室内评价研究结果表明:绒囊流体密度在0.5~1.5 g/cm~3,低剪切速率下的黏度达到7 850 000 mPa·s,性能可控,在井筒内胶结形成无固相、结构强度较高类似活塞的封堵段塞。修井时,通过注入不同密度和液量的绒囊流体建立不同的液柱压力,流体以低剪切速率下高结构强度控制天然气从活塞内部突破,阻止天然气从井筒内上升至地面,隔开井筒中天然气与地面的通道;作业中因地层压力变化或者起下管柱,流体可以像活塞一样整体上下浮动。作业后,同常规作业一样气举清理井筒内流体即可恢复生产。中国西北地区某天然气田地层压力系数下降到0.60~0.82,在该区进行了绒囊流体全井充满和绒囊流体活塞修井作业各3口井,作业时间分别为7 d、3 d,取得了较好的技术效果。该项技术为低压天然气井修井提供了一条新的途径。     

冀东油田绒囊修井液控制储层伤害应用研究

针对冀东油田在修井过程中出现漏失、含水恢复时间长、储层伤害严重等问题,在分析了绒囊暂堵机理的基础上,现场采用绒囊修井液体系,利用绒囊自匹配漏失通道实现全面封堵并可自动 返排的特性解决了这一难题。室内评价表明,绒囊修井液体系稳定时间15 d以上,封堵地层后可提高地层承压能力达到7 MPa,修井液侵入地层在8 cm以内,岩心渗透率恢复值达90%以上。在L12-6井和 NP23-X2409井进行了现场应用,L12-6井采用绒囊修井液暂堵检泵,含水恢复至正常水平仅需3 d,且日产油增加3 t多,含水率下降了30%;NP23-X2409井采用绒囊修井液暂堵后挤水泥,承压能力提高了 6~7.5 MPa,日产油增加了10 t多,含水率下降了5%。室内和现场应用表明,绒囊修井液封堵效果好,对储层伤害较小。     

鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术

鄂尔多斯盆地下古碳酸盐岩气井投产后地层压力系数降低,修井时地层气体上窜与井筒流体漏失多发,需封堵地层实现安全作业;部分地层产水损害产气能力,同时具有控水需求.利用封堵性绒囊修井液携带可增大气、水流动阻力差的表面活性剂进入低压气层,将传统伤害控制转换为地层稳气控水.实验压制直径38?mm、长30～100?cm的填砂管模拟...     

绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。     

膨化水暂堵剂在海上油田修井中的应用

渤海某油田经过多年注水开发,储层压力高,层间压力差异大,修井作业往往需要较高密度的修井液来平衡地层压力.为减少修井液漏失,保护储层,一般会采取堵漏措施.该油田近年来引进了膨化水暂堵剂,室内研究表明,膨化水暂堵剂与该油田常用压井盐水配伍性较好,堵塞筛管及解堵效果良好.经油田现场实际应用,有较好的暂堵效果.     

苏里格深部煤系致密气储层绒囊流体控水压裂

苏里格深部煤系致密气储层厚度较小,压裂过程中易沟通水层致使气井产水,因此在压裂深部煤系致密气藏同时需要实施控水。利用封堵性绒囊流体进行控水压裂,既可以提高产量又可以减少出水。对室内配制的绒囊流体开展评价实验,将绒囊流体分别与前置液、地层水等体积混合测试其配伍性,然后利用岩心驱替装置测试气、水突破绒囊封堵岩心基质和造缝岩心柱塞的突破压力,表征绒囊的增气堵水性能。发现绒囊流体与前置液和地层水分别混合后无沉淀生成,绒囊流体封堵含裂缝岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.02 MPa/cm、0.04 MPa/cm,绒囊流体封堵基质岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.03 MPa/cm和0.2 MPa/cm,皆满足现场施工要求。在苏里格气田A、B两井实施控水压裂,两井在注入前置液造缝后分别泵入50 m3绒囊流体进行堵水,控水压裂后对比同层邻井161 d内平均日产量分别提高了13.71%和6.99%,邻井C、D两井分别泡排3次、63次,而A和B两井投产后无积液产生。研究认为利用绒囊流体在深部煤系致密气层进行控水压裂可以实现增气减水。     

临兴地区深部煤系天然气井试采过程绒囊流体控水效果室内评价

临兴地区深部煤系天然气井LX-Y井试采时实际产水82.97 m3/d,使用绒囊流体堵水作业4 d、试采8 d后,产气量达不到预期中止.堵水后,单位生产压差产水量降幅75.8％,日产气量由300 m3/d增至394 m3/d,增幅31.3％,现场评价绒囊流体堵水效果出现了分歧.为了解决这一争议,室内分别以临兴盒2储层基质...     

修井作业中保护裂缝性储层的暂堵技术

在储层裂缝发育的油气井修井作业中,为了阻止工作液进入裂缝,避免裂缝被堵塞,实现储层保护,基于修井作业中裂缝性储层损害机理研究成果和利用特种材料在裂缝端部形成暂堵的思路,研制出了一种新型裂缝暂堵剂。该暂堵剂在室内性能测试中能够对缝宽为1～2mm的人造裂缝形成暂堵,暂堵材料在裂缝端部形成堆积而很少进入裂缝内部,容易解堵。大庆油田5口气井现场应用结果表明,该暂堵剂能够承受30 MPa的正压差和140℃的地层温度,暂堵形成后能够大幅度减少工作液进入储层,不仅实现了对储层的保护,还能够依靠负压顺利解堵,作业后气井产能基本保持了作业前的水平。这说明在修井作业中采用暂堵技术保护裂缝性储层是可行的。     

天然气井绒囊流体活塞技术不降压压井工艺

较之于机械手段,采用流体手段压井具有工艺简单、安全性高、成本可控等优势,已逐渐成为气井修井作业常用的压井手段,但目前对其尚缺乏系统的施工工艺技术研究。为此,在分析总结国内修井作业中压井技术研究成果的基础上,提出了绒囊流体活塞技术不降压压井修井作业的技术思路,开展了气井绒囊流体用量计算、泵入方式选择、泵入流程设计以及返排方式选择等方面的研究,并结合现场应用实例进行了对比分析。结果表明:(1)根据平衡井筒气泡最大浮力所需内部结构力,计算出绒囊流体活塞的高度和低剪切速率下的黏度,据此确定现场配制流体的性能;(2)根据平衡地层压力要求计算井筒内静液柱压力所需绒囊流体体积,并附加3~5 MPa的安全压力值;(3)作业时,泵入液柱高度为500 m的清水前置液,润湿管柱、井壁以提高泵入效率,并与绒囊流体形成低黏度、低内部结构力混浆段提高返排效率;(4)根据气井管柱连通状态及管柱承压能力选择正反循环泵入方式;(5)修井结束后,根据气井地层能量衰竭程度选择直接气举或破胶气举返排实现复产。现场应用于我国西北、西南地区的3口气井,其中2口井连续气举作业2~3 d,气井产量便恢复至作业前等产量点。结论认为,该项工艺较好地解决了常规降压过程导致安全性差、产能浪费等问题,缩短了气井压井作业周期。     

非均质砾岩油藏绒囊流体辅助聚合物驱效果

非均质砾岩油藏高渗通道与低渗通道共存时,常规聚合物驱大幅度提高采收率困难。绒囊流体中囊泡在高渗通道低流动阻力诱导下进入并大量堆积,降低高渗通道与低渗通道间流动阻力差,促使驱替介质转向进入低渗区,提高油藏采收率。选择45 mm×45 mm×300 mm渗透率200~1200 mD人造岩心,模拟多种渗流通道,并联渗透率10~1200 mD的岩心模拟非均质储集体,驱替压力为0.11~0.57 MPa,水驱和聚合物驱后,高渗与低渗岩心原油采收率差值为16.69%~37.93%,且随渗透率比值的增大而增大。随后注入0.6 PV绒囊流体,低渗岩心原油采收率较高渗岩心高11.15%~19.97%,驱替压力为33.89~39.12 MPa,高渗与低渗岩心内流体流动阻力差反转,驱替介质转向进入低渗岩心,原油采收率提高8.17%~11.54%,提高驱油效果显著。在克拉玛依油田七东1区砾岩油藏TX井和TY井应用,分别累计注入绒囊流体150 m3和123 m3,井口压力升高4.70 MPa和1.28 MPa,对比注入前后90 d,日产油量分别提高64.15%和17.74%,整体含水率下降7.94%和10.91%,说明绒囊流体辅助聚合物驱提高采收率可行。     

低压气井暂堵修井工艺技术探讨

川渝油气田每年修井数多（达300井次），其中近50%为低压油气井，且相当部分井的天然气中含有H2S、CO2等有毒有害气体，造成低压气井修井作业时极为困难。为此，提出应综合考虑修井中的井控安全、储层保护、井下油管腐蚀和作业后复产等工艺技术，并在多个地质构造上应用非选择性堵水剂、可循环暂堵液、液体桥塞等暂堵压井液体系，取得了能压稳井、低伤害和安全作业的应用效果。分析对比暂堵液体系的现场应用情况，其中可循环暂堵液适用性更强，稳定时间长，不但可以满足暂时封隔地层流体的目的，而且在施工结束后可采取破胶水化依靠地层能量将其排出地面，也可采取天然气或者液氮气举的方式排出，减少了对地层的污染，适宜在现场推广应用。